GRUPO I-TEMA 12
EL SECTOR DEL GAS NATURAL. ACTIVIDADES QUE COMPRENDE.
INFRAESTRUCTURA E INSTALACIONES. IMPORTACIONES. CONSUMO.
PRECIOS. CONTRIBUCIÓN DENTRO DEL BALANCE ENERGÉTICO. EVOLUCIÓN
HISTÓRICA. ANÁLISIS SECTORIAL Y PERSPECTIVAS.
1. EL SECTOR DEL GAS NATURAL
1.1 DEFINICIÓN Y CARACTERÍSTICAS
El gas natural consiste en una mezcla de gases, en proporciones variables, pero donde el metano
constituye el elemento principal con un porcentaje superior al 90%. También contiene pequeñas
cantidades de otros hidrocarburos y de gases no hidrocarburos y su composición y características
viene establecida en España por el Protocolo de Detalle PD-01 que complementa a las Normas de
Gestión Técnica del Sistema gasista (NGTS), que ha sido modificado por la Resolución de 8 de
octubre de 2018, de la Dirección General de Política Energética y Minas.
El gas natural proviene de la degradación de materia orgánica y se extrae de formaciones que
pueden hallarse encima de yacimientos petrolíferos o en reservas independientes y aisladas de
otras materias primas. El componente fundamental del gas natural, el metano, también puede
producirse mediante la fermentación bacteriana de la materia orgánica procedente de aguas
residuales, residuos sólidos urbanos, compost y biomasa, y es la base para obtener el biometano,
una fuente de energía renovable sin apenas huella de carbono y con un desarrollo prometedor en
el corto y medio plazo.
1.2 APLICACIONES
El gas natural se utiliza como fuente de energía para varios usos, entre los que destacan:
• Calefacción, aire acondicionado, agua caliente sanitaria y cocción para usos comerciales
y domésticos
• Generación de electricidad a través de las centrales de ciclo combinado.
• Combustible para buques y transporte marítimo (GNL/LNG).
• Combustible para vehículos terrestres (GNC/CNG y GNL/LNG) con distintivo
medioambiental ECO de la Dirección General de Tráfico.
• Procesos industriales y fabricación de abonos.
1.3 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL
El gas natural es el combustible fósil con menor impacto medioambiental de todos los utilizados,
tanto en la etapa de extracción, elaboración y transporte, como en la fase de utilización.
Respecto a la fase de extracción, la única incidencia medioambiental está ligada a los pozos en los que el gas natural se encuentra
ligado a yacimientos de petróleo que carecen de sistemas de reinyección. En esos casos el gas se considera como un subproducto y
se quema en antorchas. Por otro lado, la transformación es mínima, limitándose a una fase de purificación y en algunos casos,
eliminación de componentes pesados, sin emisión de efluentes ni producción de escorias.
Las consecuencias atmosféricas del uso del gas natural son menores que las de otros
combustibles por las siguientes razones:
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GI-T12-El sector del gas natural 2
• La menor cantidad de residuos producidos en la combustión permite su uso como fuente
de energía directa en los procesos productivos o en el sector terciario, evitando los
procesos de transformación como los que tienen lugar en las plantas de refino del crudo.
• La misma pureza del combustible lo hace apropiado para su empleo con las tecnologías
más eficientes: generación de electricidad mediante ciclos combinados, producción
simultánea de calor y electricidad mediante sistemas de cogeneración, climatización
mediante dispositivos de compresión y absorción.
• Se puede emplear como combustible para vehículos, tanto privados como públicos,
mejorando la calidad medioambiental del aire de las grandes ciudades.
• Menores emisiones de gases contaminantes (SO2, CO2, NOx y CH4) por unidad de energía
producida.
2. ACTIVIDADES QUE COMPRENDE
Las actividades que forman parte de la cadena de valor del gas natural son:
2.1. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
También denominado sector upstream. De acuerdo con la Ley 34/1998, del sector de
hidrocarburos, en España se otorgan autorizaciones administrativas para ejercer las siguientes
actividades:
• Exploración: hace referencia a la búsqueda de posibles indicios de la existencia de
yacimientos de petróleo o gas natural, el objetivo es la reducción del área de investigación.
Se utilizan tanto métodos geológicos como geofísicos.
• Investigación: consiste en la determinación de las características de volumen y calidades
del yacimiento después de que en un área se hayan identificado indicios o anomalías
mediante técnicas de exploración.
• Producción: consiste en el aprovechamiento de los recursos descubiertos. De manera
genérica, la extracción de hidrocarburos en los yacimientos convencionales se realiza
mediante pozos que alcanzan en profundidad la roca almacén, donde se encuentra el
hidrocarburo, y a través de los cuales el hidrocarburo asciende de manera natural o
mecánica hasta la superficie.
Cuando en un sistema petrolero no intervienen los elementos típicos del modelo
exploratorio clásico, entonces se habla de “yacimiento no convencional”. Entre los diversos
tipos de yacimientos no convencionales, se encuentran los yacimientos de petróleo o gas
de esquisto (Shale-Oil y Shale-Gas), que se caracterizan por una roca madre productora,
rica en hidrocarburos, y en la que no llegó a producirse ningún tipo de migración, por lo
que el hidrocarburo, petróleo o gas generado, sigue atrapado en forma de gotas
microscópicas dentro de la roca madre, y no puede fluir debido a la baja permeabilidad y
porosidad característica de estos yacimientos.
Para la extracción de los hidrocarburos en los yacimientos no convencionales es necesario
estimular el pozo mediante técnicas como la fracturación hidráulica de alto volumen, o
recurriendo a la perforación de multilaterales desde un pozo principal u otra técnica que
consiga aumentar artificialmente la porosidad y permeabilidad de estos yacimientos, con
el objetivo de producir caudales y volúmenes que resulten económicos.
La producción de gas en España es muy reducida a pesar del fuerte incremento producido
en 2015 con la apertura del pozo de Viura en La Rioja. Según los datos proporcionados
por CORES, la producción en 2018 ha sido de 1.070 GWh, un incremento del 168%
respecto a 2017, cubriendo el 0,31% de las necesidades nacionales.
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Actualmente el crudo en España se extrae de cuatro yacimientos, que por orden de
producción son: Viura (La Rioja) (887 GWh), Poseidón (Cádiz), Marismas (Huelva) y El
Romeral (Sevilla).
También forma parte de la producción nacional el biogás incorporado a la red desde la
planta de Valdemingómez, en torno a los 94 GWh anuales.
• Procesamiento: posteriormente se realiza la deshidratación del gas natural y la separación
de varios de sus componentes, hasta alcanzar la composición deseada en base a los
requisitos de calidad y seguridad. El procesamiento varía ligeramente en función de la
forma de transporte del producto:
Si va a ser transportado en forma de gas natural por gasoducto, el procesamiento deberá
eliminar los compuestos corrosivos.
Si va a ser transportado en forma de Gas Natural Licuado (GNL) en un buque metanero,
se eliminarán los componentes que perjudiquen el proceso de enfriamiento.
• Licuefacción: este proceso, que se realiza en instalaciones denominadas plantas de
licuefacción, sólo es necesario si se desea transformar el gas natural en GNL para su
transporte marítimo. La licuefacción realiza mediante el enfriamiento del gas hasta -
160ºC, reduciéndose el volumen 600 veces respecto al estado gaseoso.
Nota: en España no existen plantas de licuefacción, que son típicas de países exportadores de gas no conectados por
gasoducto con los países consumidores (Argelia, Qatar).
2.2. TRANSPORTE Y REGASIFICACIÓN
Se distingue entre GN (estado gaseoso) y GNL (estado líquido):
• GN: el transporte se realiza a través de gasoductos, utilizando a lo largo de su recorrido
estaciones de compresión para asegurar el flujo.
En el sistema gasista español, forman parte de la red de transporte los gasoductos de
presión superior a 16 bar, distinguiéndose entre gasoductos de transporte primario
(presión máxima de diseño sea igual o superior a 60 bares) y gasoductos de transporte
secundario (presión máxima de diseño está comprendida entre 60 y 16 bares).
• GNL: el transporte entre la planta de licuefacción y la planta de regasificación se realiza
en buques metaneros, con una capacidad de volumen típica de entre 140.000 m3 y
170.000 m3, equivalente a la demanda media diaria del sistema gasista español.
Posteriormente, el buque metanero realiza el atraque en el muelle de la planta de
regasificación y efectúa la descarga, bombeando el GNL directamente a los tanques
criogénicos de almacenamiento.
o Regasificación: consiste en la transformación a estado gaseoso mediante un
simple proceso físico de incremento de temperatura conocido como proceso de
vaporización, mediante un intercambio de calor con el agua tomada del mar. Una
vez regasificado, el gas se introduce en la red de gasoductos.
Otra opción consiste en el transporte por carretera de GNL en cisternas para su uso
industrial o su regasificación en plantas satélite, es decir, en plantas de regasificación
situadas en el interior y de dimensiones más reducidas.
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Nota: como se explica en apartados posteriores, el gas se introduce en el sistema español a través de gasoductos
(directamente desde Argelia o desde los pequeños yacimientos nacionales) o en forma de GNL a través de las plantas de
regasificación. En este último caso, una vez regasificado el gas se transporta igualmente a través de gasoductos.
Por tanto, para el GN la secuencia es: PROCESAMIENTO -> TRANSPORTE GASODUCTO -> DISTRIBUCIÓN
Y para el GNL: PROCESAMIENTO-> LICUEFACCIÓN -> TRANSPORTE METANERO -> REGASIFICACIÓN ->TRANSPORTE
GASODUCTO ->DISTRIBUCIÓN
2.3. ALMACENAMIENTO
Los almacenamientos subterráneos tienen el objetivo de garantizar la seguridad de suministro:
regulan las oscilaciones estacionales en la demanda de gas natural (que se incrementa en invierno
con el descenso de las temperaturas) así como posibilitan hacer frente a incrementos de la
demanda o interrupciones en las entradas al sistema gasista.
Aprovechan estructuras geológicas adecuadas (antiguos yacimientos de gas o petróleo agotados,
acuíferos, etc.), siendo clave tanto la capacidad de almacenamiento como la velocidad de
extracción. Precisan para su operatividad de una cierta cantidad de gas mínimo de llenado o “gas
colchón” para garantizar una presión mínima.
Otra forma de almacenamiento, en forma de GNL, es la que brindan los tanques de las plantas de
regasificación.
2.4. DISTRIBUCIÓN
Consiste en el vehiculado del gas desde los gasoductos de transporte hasta los puntos de
consumo, utilizando conducciones de gas de menor diámetro y presión de diseño. En el proceso
son claves las estaciones de regulación y medida (ERM), situadas en los nodos de conexión entre
las redes de transporte y las de distribución, que adaptan la presión del caudal de gas a la presión
requerida para que pueda ser utilizado por los consumidores finales. La presión a la que se
suministra el gas dependerá del tipo de cliente, llegando a presiones inferiores a 0,05 bares para
los consumidores domésticos
En el sistema gasista español, forman parte de la red de distribución los gasoductos de presión
inferior a 16 bar.
2.5. COMERCIALIZACIÓN
La Ley 34/1998 del sector de hidrocarburos define a los comercializadores como las sociedades
mercantiles que, accediendo a las instalaciones de terceros en los términos establecidos,
adquieren el gas natural para su venta a los consumidores y a otros comercializadores.
A continuación se identifican los agentes del sistema gasista y su correspondencia con las actividades analizadas anteriormente:
• Productores: realizan la exploración, investigación y explotación de los yacimientos de hidrocarburos.
• Transportistas: son los titulares de instalaciones de regasificación de gas natural licuado, de licuefacción, de
almacenamiento de gas natural, o de gasoductos de transporte de presión superior a 16 bar. Permiten el acceso a sus instalaciones a
aquellos terceros (comercializadores y consumidores cualificados) a cambio del pago de un peaje.
• Distribuidores: son los titulares de instalaciones de distribución de gas natural (con presión menor o igual de 16 bar o que
alimenten a un sólo consumidor), que tienen la función de distribuir gas natural, así como construir, mantener y operar las instalaciones
de distribución destinadas a situar el gas en los puntos de consumo, en los términos previstos en la Ley 34/1998.
• Comercializadores: son aquellos agentes que adquieren gas natural (a los productores o a otros comercializadores) y lo
venden a consumidores o a otros comercializadores en condiciones libremente pactadas. Los comercializadores utilizan las
instalaciones de transportistas y distribuidores para el transporte y suministro de gas a sus clientes, a cambio de un peaje.
• Consumidores de gas: son aquellos sujetos que adquieran gas natural para su propio consumo. Desde 2008, todos los
consumidores de gas pueden elegir entre adquirir el gas a una Comercializadora de mercado libre, en condiciones libremente pactadas,
o a una Comercializadora de último recurso, a un precio denominado Tarifa de Último Recurso (TUR).
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• Gestor Técnico del Sistema Gasista (en adelante GTS): es el transportista titular de la mayoría de las instalaciones de la red
básica de gas natural y tiene la responsabilidad de la gestión técnica de la red básica y de las redes de transporte secundario. Su
objetivo es garantizar la continuidad y seguridad del suministro, así como la correcta coordinación entre los puntos de acceso. El Real
Decreto-Ley 6/2000 designa a ENAGAS como GTS.
3. INFRAESTRUCTURA E INSTALACIONES
3.1 PLANTAS DE REGASIFICACIÓN
España se encuentra a la cabeza europea en capacidad de regasificación con un total de siete
plantas:
• Barcelona (propiedad de Enagás)
• Cartagena (Murcia) (Enagás)
• Huelva (Enagás)
• Bilbao (Bahia de Bizkaia Gas, BBG, participada al 50% por Enagás)
• Mugardos (A Coruña) (Reganosa)
• Sagunto (Valencia) (Saggas, participada al 50% por Enagás)
• El Musel, Gijón (Asturias) (Enagás), aunque esta última no se encuentra operativa.
La capacidad nominal de regasificación es de 1.986 GWh/día para el total de las plantas, muy
superior a la máxima demanda diaria registrada. Sin embargo, en 2017 la producción media fue
de 496 GWh/día, lo que supuso un grado de utilización del 25% y una importante capacidad
ociosa.
Por otra parte, la capacidad de almacenamiento de GNL en los 27 tanques existentes es la más
elevada de la UE y supone en torno a un tercio de la misma, con 3,5 millones de m3.
Actualmente se encuentra en estado de proyecto una nueva planta de regasificación en Granadilla de Abona (Tenerife), en la que
Enagás tiene previsto invertir 260 millones de euros. La CNMC ha recomendado no ejecutar el proyecto por sus dudas sobre la
rentabilidad futura de la planta.
3.2 ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO
Los almacenamientos subterráneos del sistema gasista español permiten garantizar la seguridad
de suministro desde dos puntos de vista: por una parte, se almacenan en los mismos los 20 días
de existencias mínimas de seguridad que debe constituir la industria de acuerdo al Real Decreto
1716/2004; por otra, permite regular las oscilaciones estacionales en la demanda de gas natural
así como hacer frente a olas de frío de corta duración.
El gas se almacena en el subsuelo aprovechando antiguos yacimientos [Gaviota (Vizcaya), Serrablo
(Huesca) y Marismas (Huelva)] o se inyecta en acuíferos profundos o en cavidades generadas en
formaciones salinas [Yela (Guadalajara)]. La capacidad operativa de almacenamiento es de
31.700 GWh de gas natural, lo que supone una capacidad de almacenamiento reducida, en torno
al 10% de los países europeos del entorno (fuente: Enagás). Asimismo, la capacidad de extracción
es reducida, por debajo de los 200 GWh/día, por lo que apenas podrían abastecer un 20% de la
demanda diaria media.
3.3 GASODUCTOS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
La red está formada por más de 83.830 km en 2015, diferenciando entre:
• Red de Transporte:
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-Red Básica (ver Figura 1):
-Red Transporte Primaria: Operando a presiones superiores a 60 bar.
-Red de Transporte Secundaria: Operando a presiones ente 16 bar y 60 bar.
-Elementos auxiliares: estaciones de compresión, estaciones de medida y
regulación, etc.
• Red de Distribución: presiones máximas de diseño igual o inferior a 16 bar. Junto con sus
elementos auxiliares.
3.4 GASODUCTOS DE INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
- Interconexión España-Francia:
• Gasoducto Larrau-Calahorra (1993).
• Gasoducto Irún (2006).
- Interconexión España-Portugal:
• Badajoz (1996).
• Pontevedra-Tuy (entrada a España-1998).
- Interconexiones España-Argelia:
• Gasoducto Magreb-Europa, con tránsito por Marruecos, tramo submarino bajo el Estrecho
de Gibraltar y entrada por Tarifa.
• Medgaz: Gasoducto submarino de 200 Km con conexión directa Argelia-Almería sin pasar
por Marruecos. Se puso en funcionamiento en marzo de 2011.
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Figura 1. Infraestructura e instalaciones del sistema gasista (SEDIGAS y Enagas GTS, 2017)
4. IMPORTACIONES
La escasa aportación de la producción nacional precisó de un flujo de 392.000 GWh de
importaciones procedentes de 14 países durante el año 2018, manteniendo por tanto una
elevada flexibilidad del sistema desde el punto de vista de la seguridad de suministro. La cifra
global de importaciones ha crecido notablemente respecto al ejercicio 2017 a causa del
crecimiento de la demanda.
De acuerdo con las estadísticas de aprovisionamientos publicadas por CORES, Argelia continúa
siendo el primer origen de suministro, alcanzando el 51% de los aprovisionamientos, seguido por
Nigeria (12%), Qatar (10%), Noruega (9%) y Trinidad y Tobago (6%).
Por quinto consecutivo, los suministros en forma de Gas Natural (GN) superaron a los de GNL,
realizándose un 57% del aprovisionamiento a través de gasoductos internacionales, mientras que
el 43% restante llegó en forma de GNL.
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Los principales gasoductos internacionales desde el punto de vista de los aprovisionamientos de
GN fueron Magreb (27%) y Medgaz (20%). Por último, las interconexiones con Francia aportaron
el restante 10%.
En relación al GNL, 192 buques descargaron 167.000 GWh en las plantas de regasificación
españolas durante 2018.
Exportaciones
La carga de buques, es decir, la exportación de GNL previamente importado a la Península, alcanzó 5.000 GWh distribuidos en 9
buques.
Con respecto a las salidas de GN por las interconexiones internacionales, alcanzaron los 31.000 GWh, es decir, el 86% de las
exportaciones de gas: un descenso del 28% respecto a 2016, distribuyéndose entre el VIP Ibérico (interconexiones con Portugal) con
un 71% del total y el VIP Pirineos (interconexiones con Francia), por el que se vehiculó el restante 29%.
5. CONSUMO
El consumo de gas natural en España en 2018 descendió un 0,4% respecto a 2017, situándose
en 349.300 GWh de acuerdo a datos de Enagas GTS. Se detiene el crecimiento registrado entre
2015 y 2018 tras el descenso sostenido entre 2008 y 2014.
Crece el consumo convencional (+4,5%), que incluye la demanda doméstico comercial, PYMES e
industrial, especialmente a causa de la mayor demanda de este último. Pero se reduce el consumo
del sector eléctrico (-18%), constituido especialmente por los ciclos combinados. Este descenso
se debe a las características climatológicas de un año 2018 dentro de los estándares normales
de pluviosidad frente a un 2017 anormalmente seco, con baja hidraulicidad.
A este respecto y en contraposición a otros países europeos, la demanda nacional está
caracterizada por el predominio del sector industrial con un 60% de la demanda total, por lo que
el efecto de la salud de ciertos sectores manufactureros sobre la demanda de gas es muy acusado.
Los sectores industriales con mayor peso en la demanda industrial de gas fueron los siguientes:
refino (21%), química y farmacéutica (14%), cogeneraciones (13%) y materiales de construcción
(11%).
En relación a la distribución geográfica de la demanda, las tres primeras comunidades autónomas consumidoras de gas natural
durante 2016 fueron Cataluña, Andalucía y Comunidad Valenciana, sumando el 44% de la demanda nacional. En los tres casos lideran
la demanda nacional del sector industrial y el sector eléctrico. La gran demanda industrial de gas de estas tres regiones se plasma en
la presencia de sectores intensivos en el consumo de gas como son la industria química y de refino de petróleo el caso de Cataluña y
Andalucía y la industria de materiales de la construcción y las cogeneraciones asociadas en el caso de la Comunidad Valenciana.
6. PRECIOS
Durante la segunda mitad del siglo XX, durante el desarrollo del sector, los precios del gas natural
se han articulado en contratos individuales entre los países consumidores y los productores, bien
entre los propios gobiernos o entre empresas privadas. Generalmente, los precios se indexaban a
los precios del petróleo, al considerar el gas como una alternativa al fuel-oil en las centrales
térmicas.
Durante la última década, el desarrollo de gasoductos de transporte de mayor longitud y capacidad
(como Nord Stream en el Báltico, entre Rusia y Alemania) y la liberalización del sector en la UE ha
permitido el desarrollo de mercados nacionales o regionales cada vez más líquidos, es decir, en
los que la molécula de gas es objeto de transacción un mayor número de veces hasta llegar al
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GI-T12-El sector del gas natural 9
consumidor final. Entre los principales hubs gasistas se pueden señalar aquellos vinculados a
zonas productoras del Mar del Norte: el National Balancing Point (NBP) de Reino Unido y el Title
Transfer Facility (TTF) de Países Bajos. Los precios de los distintos productos negociados en estos
mercados se han convertido en precios de referencia a nivel mundial, deshaciendo la mencionada
vinculación del precio del gas al precio del barril de Brent.
En mercados como NBP y TTF se pueden negociar desde productos spot, es decir, con entrega a corto plazo (intradiario: con entrega
en el mismo día; diario: con entrega al día siguiente o mensual: con entrega al mes siguiente) a futuros con entrega a un año vista.
Estos últimos productos constituyen instrumentos de cobertura que permiten a las compañías amortiguar su riesgo a largo plazo tanto
en lo referente a variaciones de precio como de demanda.
Del mismo modo, el crecimiento de la capacidad de licuefacción y la construcción de una mayor
flota de buques metaneros ha dado respuesta a la gran demanda de GNL por parte países sin
conexiones relevantes por gasoducto, especialmente en Extremo Oriente (Japón y Corea) y casos
particulares como el de España, por su escasa interconexión con el resto de Europa. Por tanto, se
está asistiendo a la creación de un auténtico mercado mundial de GNL que refleja
instantáneamente tensiones de precio en regiones muy alejadas.
En la Figura 2 se puede observar la evolución de los precios del gas natural en distintos mercados
en las últimas 3 décadas, pudiendo deducirse:
• A nivel general un alza de precio hasta 2008, seguido de un declive provocado por la
recesión económica mundial y un nuevo repunte hasta 2015. El exceso de oferta de GNL
parece haber iniciado un declive del precio.
• Japón ha experimentado un importante incremento de los precios desde el accidente de
Fukushima y la necesidad de suplir rápidamente con gas la falta de producción de su
parque nuclear. A esta necesidad de suministro es preciso añadir la gran distancia y los
elevados costes de transporte de GNL desde los productores más cercanos: Qatar y
Australia.
Figura 2. Precios medios de importación de gas natural a distintos mercados (IEA, 2017)
• España presenta precios entre los más elevados de la UE a causa de la escasa
interconexión con Francia, estableciendo su precio base los contratos a largo plazo con
Argelia (precio reflejado en la Figura 2) y formándose el precio marginal en base al
producto spot GNL. Por tanto, tiene una fuerte dependencia de las tensiones del mercado
mundial de GNL y la volatilidad es mayor que en mercados europeos que abastecen su
demanda con contratos por gasoducto a largo plazo de productores más económicos
(Noruega o Rusia).
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GI-T12-El sector del gas natural 10
Este hecho es visible en la Figura 3, correspondiente al 1º trimestre de 2017, en el que se
contrastan los precios en el mercado organizado de reciente creación (MIBGAS) con los
principales mercados de Europea Occidental.
Figura 3. Precios de cotización del producto diario en distintos hubs europeos (MIBGAS, 2017)
En el entorno europeo, los precios de gas natural se expresan por unidad energética, siendo
el más habitual €/GWh. El precio medio en España puede situarse entre 15 y 30 €/MWh,
existiendo un fuerte componente estacional en todo el mundo. Es decir, el precio se
incrementa en invierno al crecer la demanda doméstica (causada por las bajas
temperaturas) y no existir flexibilidad en las infraestructuras de producción, licuefacción,
transporte, etc. para responder a las variaciones estacionales. Ésta es otra de las razones
para el uso de almacenamientos subterráneos.
7. CONTRIBUCIÓN DENTRO DEL BALANCE ENERGÉTICO
La ENERGÍA PRIMARIA es aquella que se encuentra disponible en la naturaleza, pudiendo
agruparse en energía fósil, nuclear y renovable. En España, el consumo de energía primaria se ha
incrementado desde 2014, como consecuencia del incremento del PIB, tras un período 2012-
2014 de descenso, hasta alcanzar los 129.373 kteps (miles de toneladas equivalentes de
petróleo) en 2018. En concreto el gas natural representó un 21% de la energía primaria.
La ENERGÍA FINAL es la utilizada por los consumidores finales. Esta energía tiene forma de energía
térmica, eléctrica o mecánica. En España el consumo de energía final se ha incrementado de
desde 2014, tras un período 2012-2014 de descenso, hasta alcanzar los 92.192 kteps en 2018.
En concreto el gas natural representó el 16%.
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8. EVOLUCIÓN HISTÓRICA
Las fases más destacadas de la evolución del gas en España son las siguientes:
8.1 NACIMIENTO E INTRODUCCIÓN(1824-1969)
La industria del gas aparece en España, para uso en alumbrado público, en 1842 (Gas
Manufacturado o Gas Ciudad), y su crecimiento y evolución fueron muy modestos hasta fechas
recientes.
En 1956 se aprueba el Reglamento del Gas estableciendo la regulación básica del sector. Las
distribuciones de gas ciudad eran fundamentalmente para suministros locales, con destino a los
mercados en Cataluña, Levante, Andalucía, norte de España, Madrid y Zaragoza, y el número de
fábricas nunca alcanzó el centenar.
En 1957 se creó la empresa Butano S.A. para distribuir gases manufacturados en la península e
Islas Baleares.
Esta etapa concluye con la introducción del gas natural en España a través de la empresa privada
Catalana Gas y Electricidad, que en 1965 crea Gas Natural S.A. con el fin de importar GNL de Libia
y Argelia, comenzando en 1969 las descargas en la recién inaugurada planta de regasificación de
Barcelona.
8.2 CRISIS Y ESTABILIZACIÓN (1969-1985)
El Estado Español tomó la decisión de intervenir en el mercado del GN, creando en 1972 la
Empresa Nacional del Gas, S.A. (ENAGAS), con las siguientes funciones: adquisición de GN, tanto
nacional como importado, y la construcción de la Red Nacional de Gasoductos. En 1976 se
declararon actividades de interés preferente el abastecimiento, producción, almacenamiento,
conducción y distribución de GN.
A principios de los años 80, se sufre la imposibilidad de absorber todas las cantidades contratadas
con Argelia debido a una infraestructura insuficiente. El Ministerio de Industria y Energía creó la
Comisión Asesora en materia de combustibles gaseosos.
8.3 DESPEGUE Y UNIFICACIÓN (1985-1998)
La Ley 10/1987, de 15 de Junio, de Disposiciones Básicas para un Desarrollo Coordinado de
Actuaciones en materia de Combustibles Gaseosos (Ley del Gas), establece un conjunto de
preceptos básicos y desarrolla las competencias del Estado en materia energética.
El Plan Energético Nacional (PEN) 1991-2000 establecía que la planificación energética durante
10 años se orientaría en potenciar el consumo de GN, por razones de diversificación del
aprovisionamiento energético, reducción del impacto medioambiental de la producción y uso de
la energía, disminución costes producción de electricidad, y ofrecer a los sectores consumidores
una diversidad de energías comparable a la existente en el resto de la CEE.
8.4 INTERNACIONALIZACIÓN Y LIBERALIZACIÓN (1998-…)
La Directiva 98/30/CE sobre normas comunes para el mercado interior del GN preveía una
apertura progresiva del mercado gasista. Ésta dio lugar a la promulgación de la Ley 34/1998 del
Sector de Hidrocarburos.
Sin embargo el desarrollo del mercado interior europeo del gas no fue todo lo satisfactorio que se
deseaba, por lo que se publicaron diversas Directivas hasta llegar a la actual Directiva
2009/73/CE sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural.
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GI-T12-El sector del gas natural 12
Por otro lado, se comienza a realizar la planificación de los sectores energéticos, y más
concretamente en el sector de la electricidad y el gas, como una herramienta básica para la
gestión y desarrollo del sistema, siguiendo los principios de competitividad, seguridad y
sostenibilidad. La planificación energética tiene carácter obligatorio para las actividades reguladas
de transporte y distribución, y es sólo indicativa para las actividades liberalizadas.
En 2008 el Gobierno publicó la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016, referido a la red de transporte, y que
tiene como finalidad garantizar la seguridad y la calidad del suministro energético, a medio y largo plazo, e incluía unas inversiones en
infraestructuras por un importe de más de 10.221M€ en GN. Esta planificación ha finalizado su vigencia y no ha sido sustituida por
una nueva en el sector del gas natural.
9. ANÁLISIS SECTORIAL Y PERSPECTIVAS
9.1 ANÁLISIS SECTORIAL
El gas natural a nivel mundial
Los combustibles fósiles (carbón, petróleo y GN) son las fuentes de energía primaria más utilizadas
a nivel mundial, y siguen siendo los soportes que proporcionan casi el 90% de la energía primaria
mundial. Junto a las dificultades energéticas tradicionales de “reservas energéticas, costes de
extracción, transformación, transporte y distribución de energías”, hemos de incluir también la
correspondiente al “coste de impacto ambiental”.
En 2017 las reservas mundiales de gas natural se estimaron en 193,4 miles de bcm,
concentradas en:
- América del Norte (6%): EEUU (5.6%).
- América Central y del Sur (4%): Venezuela (53%).
- Europa y Eurasia (32%): Rusia (18%), Turkmenistán (10%).
- Oriente Medio (41%): Irán (17%), Qatar (13%).
- África (7%): Nigeria (3%), Argelia (2%).
- Asia Pacifico (10%): China (3%).
Nota: las siglas bcm hacen referencia a billones de metros cúbicos anglosajones, es decir, miles de millones de metros cúbicos
españoles. En el Anexo I se incluye una tabla de conversión de unidades para GN y GNL.
La producción mundial de gas natural alcanzó en 2016 los 3.680 bcm. Presenta una mayor
diversificación geográfica que la del petróleo, destacando Estados Unidos (20%) a causa del auge
del shale gas, seguido de Rusia (17%) y la región de Oriente Medio (18%). En el caso del suministro
destinado a la UE, además de Rusia con cerca de un 40% de cuota, los principales orígenes los
constituyen Noruega y Argelia.
El consumo de gas natural en 2015 ascendió a 3.670 bcm, triplicando el consumo existente en el
año 1970, un dato que muestra el relativamente reciente desarrollo del gas natural respecto al
sector del petróleo. El 30% del consumo se localiza en Eurasia seguido del 26% de Norteamérica
y el 21% de la región Asia-Pacífico, dado que Japón es el principal importador neto mundial. En
cambio, el desarrollo del shale-gas en EEUU le ha permitido constituirse en exportador neto en los
últimos años.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T12-El sector del gas natural 13
El gas natural en España
La penetración del GN en España es inferior a la de otros países de la UE, debido principalmente
a una climatología más favorable. El consumo de GN en España se ha multiplicado por 10 en los
últimos 20 años, ocupando el segundo lugar, después del petróleo, entre las energías primarias.
La expansión ha sido especialmente notoria en el caso del número de consumidores o puntos de
suministro, que alcanza los 7,8 millones en 2017 frente a los 4,2 millones del año 2000.
Precisamente la expansión del gas natural en el sector doméstico es uno de los vectores con mayor
potencial de crecimiento, dado que el consumo por habitante en España es de 872 kWh/habitante
y año frente a los 2.516 kWh/habitante y año de media en la UE.
Sin embargo, se ha producido un importante descenso en el consumo de gas para generación
eléctrica por los ciclos combinados, en base a una menor utilización de estos últimos en
detrimento de las renovables. Así, de los 187.000 GWh consumidos en 2008 se ha descendido a
los apenas 60.000 GWh de 2016. En 2017, esta tendencia se invirtió superando los 76.000 GWh
para generación eléctrica a causa de la baja hidraulicidad, volviendo a 62.000 en 2018.
En el ámbito de los transportistas, Enagás (de antigua titularidad pública) es la principal empresa
en el sistema gasista, con participación mayoritaria en 5 de las 6 plantas de regasificación,
propietaria de 3 almacenamientos subterráneos y 11.000 km de la red de gasoductos de
transporte.
Por su parte, el Grupo Gas Natural Fenosa lídera el sector en España en los segmentos de
aprovisionamiento de GN y GNL (en torno a un 40% de las importaciones), en la distribución y la
comercialización (en torno a un 40% del mercado).
9.2 PERSPECTIVAS
9.2.1 Perspectivas internacionales
A) El rol del gas en la transición energética
El gas ocupa un papel central en las políticas energéticas de todo el mundo. Entre los motivos,
destacan:
- Necesidad de diversificación de las fuentes energéticas, en muchos países altamente
dependientes del petróleo y el carbón.
- Competitividad del gas como combustible en la producción eléctrica, y sus ventajas
medioambientales frente a otros combustibles fósiles.
- Existencia de suficientes reservas probadas de gas para abastecer el aumento de
demanda previsto.
B) El shale gas
En relación a la producción, cabe mencionar el “shale gas” o gas pizarra, cuya única técnica de
extracción es el “fracking”.
Esta técnica ha revolucionado el sector energético en EEUU, país pionero en esta técnica, logrando
reducir significativamente su factura energética. Sin embargo, a pesar de que esta técnica
presenta adhesiones por parte de la industria y las compañías del ramo, existe una fuerte
oposición social debido a su impacto medioambiental.
OPOSICION CUERPO INGENIEROS INDUSTRIALES DEL ESTADO
GI-T12-El sector del gas natural 14
C) El gas natural vehicular
En relación al consumo, la expansión del gas natural vehicular puede contribuir a incrementar la
demanda y a sustituir parcialmente a los productos petrolíferos. La Directiva 2014/94/UE lo
considera uno de los principales combustibles alternativos a los productos petrolíferos.
Su implantación es posible en tres ámbitos diferenciados:
• Transporte urbano: destaca la progresiva introducción de vehículos propulsados con GN
en las flotas de autobuses y taxis en las principales ciudades europeas, así como la
construcción de estaciones de servicio.
• Transporte por carretera de largo recorrido: en 2012 la UE anunció su apoyo económico,
a través del Programa Marco de I+D, del proyecto LNG Blue Corridor, que promueve Natural
& Bio Gas Vehicle Association (NGVA Europe) y que propone el uso del Gas Natural Licuado
(GNL) en el transporte de mercancías por carretera. Las inversiones comprenden tanto la
instalación de estaciones de servicio públicas como privadas de GNL y el apoyo a los
fabricantes para el desarrollo de nuevos modelos.
• Transporte marítimo: la iniciativa europea Core LNGas Hive tiene como objetivo desarrollar
una cadena logística integrada, segura y eficiente para el suministro del GNL como
combustible en el sector transporte, especialmente marítimo en la Península Ibérica.
Contempla la realización de 20 estudios, impulsados por los socios, para la adaptación de las infraestructuras y el desarrollo
logístico-comercial, que permita la prestación de servicios small scale (abastecimiento a pequeña escala) y bunkering
(suministro de GNL como combustible para barcos). Ha sido adjudicataria en la convocatoria de ayudas del mecanismo
“Conectar Europa” (CEF) para el desarrollo de la Red Transeuropea de Transporte (Convocatoria 2014), y recibirá fondos de
la Comisión Europea de 16,5 millones de euros. La inversión total en el proyecto será de 33 millones de euros.
9.2.2 Perspectivas nacionales
A) La tercera interconexión con Francia
El proyecto Midcat, que preveía una tercera interconexión por gasoducto con Francia, actualmente
se denomina South Transit East Pyrenees (STEP) y está incluido en la lista de Project of Common
Interest (PCI) de la UE. El proyecto en estudio contemplaba la construcción de las siguientes
infraestructuras:
• En la parte española, un tramo de aproximadamente 106 km de gasoducto hasta la
frontera francesa y una estación de compresión.
• En la parte francesa, un tramo de gasoducto de 120 kilómetros.
Los reguladores francés y español, CNMC y CRE respectivamente, anunciaron el 22 de enero de
2019 que no consideraban viable económicamente el proyecto, rechazando que continúe su
tramitación.
B) El sistema gasista español como futuro hub de GNL
La previsión mencionada de un exceso de oferta mundial de GNL generará la creación de hubs
físicos en los que se intercambiará este producto, destacando el posicionamiento de España para
convertirse en el hub gasista del sur de Europa. Entre sus fortalezas destacan la capacidad de sus
infraestructuras y su cercanía a los productores del Norte de África. Entre sus principales
debilidades figura la deficiente interconexión con Francia.
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C) El gas natural en los Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima
Los Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima son documentos de carácter estratégico que
debe remitir cada Estado miembro a la Comisión Europea; en el caso del Plan que abarcará el
período 2021-2030, debe ser enviado antes del 31 de diciembre de 2019. Asimismo, deben servir
como documento de planificación indicativa en el ámbito nacional.
En el borrador de Plan Nacional Integrado de Energía y Clima que se publicará en próximas fechas,
se prevé una estabilización en el consumo de gas natural en el periodo 2020-2030: se situará
entre 23.500 y 26.500 ktep/año (entre 315.000 y 360.000 GWh/año).
Las oscilaciones previstas en el consumo en el período 2021-2030 se deben a la irregular
demanda de gas para generación eléctrica, ya que se prevé la incorporación de un importante
parque de generación renovable a partir de 2020 y el cierre ordenado de centrales nucleares y de
carbón hacia el final de la década.
